Определение показателей разработки газового месторождения при газовом режиме - Основы добычи нефти и газа

Методика расчета основных показателей разработки месторождений природных газов обычно сводится к определению изменения во времени: дебитов газовых скважин, их потребного числа, пластового и забойного давления в скважинах для выбранного темпа отбора газа из залежи при определенном технологическом режиме эксплуатации скважин (ТРЭС). При определении основных показателей разработки используются расчетные технологические режимы эксплуатации скважин. Расчетный ТРЭС определяют при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед. Исходя из принятого расчетного ТРЭС, находят изменение рабочих дебитов Q(t), пластовых pПл(t), забойных pЗ(t) и устьевых pY(t) давлений во времени t в зависимости от количества отбираемого газа с месторождения в целом QДоб(t). Эти расчеты в комплексе с технико-экономическими показателями позволяют найти потребное число скважин n(t), установить сроки бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа. Сущность расчетов состоит в совместном решении уравнения истощения залежи и уравнений притока газа к забою с заданием в последних определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного ТРЭС.

Как было показано (см. п. п. 4.6.1, 4.6.2), в реальных промысловых условиях вместо двучленного закона фильтрации имеют место два режима фильтрации. При относительно небольших дебитах, когда Q ? QКр, осуществляется линейная фильтрация по закону Дарси, которая справедлива до определенного критического дебита QКр. При дебитах Q > QКр справедлив трехчленный закон фильтрации. При равномерном расположении скважин и с учетом предельного энергосберегающего их дебита, а также при известной зависимости годового отбора газа во времени N(t) добытое количество газа в каждый момент времени

(4.56)

Величину Q ? QКр, зная N(t) для периодов нарастающей и падающей добычи, находим методом графического интегрирования этого уравнения, а для периода постоянной добычи, когда N = const, QДоб(t) = N(t). Зная QДоб(t) из уравнения материального баланса

, (4.57)

,

Находим изменение пластового давления во времени и строим соответствующие графики изменения во времени N(t), QДоб(t) и. В формуле 3.57 , zН - коэффициенты сверхсжимаемости соответственно к моменту t и начальный; ЩН - начальный объем порового пространства газовой залежи; - средняя газонасыщенность; pН, и pАт - давление соответственно начальное, текущее, пластовое к моменту времени t и атмосферное.

Расчет технологических режимов работы скважин при Q ? QКр

Технологический режим предельного энергосберегающего дебита QКр(t)

Как показали исследования, этот режим приводит к уменьшению дебита в процессе разработки. Величина QКр(t) определяется экспериментально по результатам ежегодных исследований, по которым строится зависимость Q(t) на весь период разработки. При отсутствии этих данных она принимается условно по известным по другим месторождениям.

Изменения во времени определяются из выражения

, (4.58)

И далее

;

, (4.59) где

. (4.60)

Для периода нарастающей добычи число скважин

, (4.61)

Где kэ - коэффициент эксплуатации скважин.

Для предварительной оценки можно условно принимать QКр = const во времени, тогда он будет подобен режиму Q = const. Технологический режим работы скважин QКр(t) соответствует предельному энергосберегающему дебиту скважин, обеспечивающему минимальные потери пластовой энергии.

Расчеты энергосберегающего технологического режима QКр(t) целесообразно выполнять при проектировании разработки месторождений. При этом рост числа скважин при режиме QКр(t) компенсируется повышением коэффициента газоотдачи пласта, снижением мощности и отдалением срока строительства ДКС, повышением надежности работы скважин и уменьшением затрат на капитальный ремонт скважин, в связи с уменьшением количества осложнений и аварий скважин.

Технологический режим постоянной депрессии

Такой режим характерен для условий эксплуатации залежи приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежание этого скважину следует эксплуатировать при депрессии менее допустимой. В этом случае

, (4.62)

Где находим согласно (4.57).

Соответственно

(4.63)

, (4.64)

А число скважин для периода нарастающей и постоянной добычи

, (4.65)

Режим постоянного градиента на стенке забоя скважины Ш = const

Этот режим применяется при тех же условиях, что и режим постоянной депрессии.

,

Где Ш = const при законе Дарси соответствует режиму постоянной скорости фильтрации на забое скважины C = const:

; (4.66)

,

Где для плоскорадиальной фильтрации

.

,

,

Где pПл(t) согласно (4.57) и С = const по результатам исследования скважин

Зная Q(t) из формулы (4.66) определяем

Зная pЗ(t) и Q(t), согласно (4.64) находим pY(t) и число скважин из (4.65).

Для случая соблюдения предельного энергосберегающего дебита

.

Режим постоянного давления на устье скважины pУ = const

Зависимость между забойным давлением и давлением на устье скважины pУ можно записать в виде

. (4.67)

Решая его совместно с уравнением притока газа, получаем

. (4.68)

Методика расчета состоит в следующем: по известной зависимости N = N(t) строим график QДоб = QДоб(t). Для заданных значений t согласно (4.57) находим ; по формуле (4.68) для известных определяем Q(t); по формуле (4.67), зная Q(t), вычисляем pЗ(t).

Расчет технологических режимов работы скважин при Q > QКр

Режим постоянной депрессии Дp = const

Уравнение притока газа записывается в виде

, (4.69) где

;

QКр(t) считается известным из эксперимента. Зная QКр(t), определяем aФ(t).

Вид уравнения (4.69), исходя из осредненных параметров по толщине пласта, может быть и иной.

Откуда

. (4.70)

Величину находим из (4.57) по величине QДоб(t). Далее методом итерации для каждого данного значения находим по уравнению (4.70) величину Q(t).Забойные давления pЗ(t) находим согласно (4.63). Устьевое давление pY(t) определяем согласно (4.64), а число скважин n(t) - из (4.65).

Режим постоянного дебита Q = const

Частным случаем этого режима является режим Q = const, когда уравнение (4.69) и (4.70) превращаются в закон Дарси.

Для режима Q = const, зная Q, в уравнении (4.70) и согласно (4.57), находим

. (4.71) Откуда

.

Когда Дp(t) = ДpПр, переходим на другой режим.

Режим постоянного забойного давления pЗ = const

Исходным уравнением будет уравнение вида

. (4.72)

Зная из (4.57) и pЗ = const из (4.72) методом итерации находим значения Q(t), соответствующие каждому значению.

Значения Дp(t) находим из Дp(t) = - pЗ.

Зная Q(t), находим

.

Соответственно n(t) получим согласно (4.65). Частным случаем режима pЗ = const будет режим pY = const.

Режим постоянного градиента на стенке забоя скважины Ш = const

Формула для градиента давления на стенке забоя скважины, исходя из трехчленной формулы притока газа, будет иметь вид

.

Вводя обозначения

, (3.73)

Получаем формулу для постоянного градиента давления на стенке забоя скважины

. (4.74)

Величину градиента давления Ш определяем согласно (4.74) по результатам начальных исследований скважин на основе установленного по ним предельно допустимого дебита Q и соответствующего ему pЗ.

, (4.75)

Т. е. за период разработки месторождения поддерживается такое соотношение между Q и pЗ, когда значение Ш остается постоянным.

Коэффициенты А0 и В0 в уравнении (4.75) определяются из коэффициентов а, и QКр в трехчленной формуле притока газа (4.69).

Для плоскорадиального притока газа к скважинам, совершенным по степени и характеру вскрытия,

, (4.76) где

, (4.77)

А величины А0 и В0, так как в данном случае, будут исходя из (4.73)

.

С учетом (4.77) получим

. (4.78)

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия,

(4.79)

, (4.80) тогда

(4.81)

И В0 соответствует (4.78).

Для скважин, несовершенных по характеру вскрытия, исходя из решения, когда приток к перфорационному каналу моделируется притоком к половине тора, коэффициенты а и в уравнении (4.76) будут иметь вид

(4.82)

Где N - общее число перфорационных отверстий; RП - радиус тора, определенный по значению перфорационного канала,

.

Так как в уравнении (4.73) в случае притока к половине тора

,

То для N отверстий

;

.

Тогда с учетом (4.79), (4.80), (4.81) и (4.82) для случая равномерной перфорации по всей толщине пласта

;

. (4.83)

Для скважин, несовершенных по характеру и степени вскрытия, в уравнении (4.76) коэффициент

,

А коэффициент будет иметь вид согласно (4.80).

Тогда

,

А B0 соответствует (4.83).

Методика расчета технологического режима Ш = const следующая. Находим согласно (3.57) , зная QДоб(t). Исходя из (3.75) и (4.76) для известных значений, методом итерации определяем Q(t) из

. (4.84)

При расчетах по формуле (4.84) для данных значений Q(t) сразу определяется pЗ(t) по формуле (4.75). Зная pЗ(t) и Q(t), по формуле (4.64) находим pY(t) и по формуле (4.71) n(t).

Таким образом, приведенные выше формулы позволяют более точно устанавливать технологические режимы работы скважин, исходя из условий работы по закону Дарси и трехчленному закону, более правильно учитывающие реальные условия фильтрации.

Такой подход позволил обосновать новый технологический режим энергосберегающего дебита QКр(t).

Похожие статьи




Определение показателей разработки газового месторождения при газовом режиме - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая